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71 NORMAS LEGALES Miércoles 18 de junio de 2025 El Peruano / 2.2 RESPECTO DE LA MODIFICACIÓN DE LOS LIMITES DE CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN PARA EL ENLACE CENTRO-SUR 2.2.1 Argumentos de la recurrenteQue, Electroperú señala que, respecto al límite de transferencia Centro-Sur se utilizó el valor de 2 746 MW el cual no se encuentra respaldado por los estudios operativos ni de plani fi cación del COES; lo que se aleja las condiciones reales de operación; Que, sostiene que respecto a la información del SEIN entre enero 2024 y diciembre 2027, se han establecidos límites de transmisión muy inferiores a los fi nalmente establecidos en la Resolución 048. Al superar tales límites se estaría introduciendo un escenario no previsto y que no había sido objeto de análisis durante la fase de participaciones del Subcomité de Generadores; Que, señala que, para un horizonte de corto plazo, se evidencia que los fl ujos horarios combinados de las líneas L-2051/2052 y L-5033/5034 hacia el Sur no sobrepasan los 1500 MW. Del mismo modo, para los Programas Semanales y Diarios de la Operación mantienen niveles coherentes con ese tope, lo que con fi rmaría que los límites operativos efectivos son sensiblemente menores a 2 746 MW; Que, asimismo, para el horizonte de mediano plazo, Electroperú utiliza el Programa de Mediano Plazo de la Operación —COES/D/DO/SPR-PMPO-005-2025—, cuyo archivo csumcirc.dat restringe los fl ujos Centro- Sur a 1600 MW. Los resultados del modelo SDDP y las consignas que alimentan el despacho de los PSO/PDO respetan dicho umbral, de modo alcanzar los 2 746 MW resulta inverosímil y no tiene sustento técnico; Que, además, para el largo plazo, Electroperú mani fi esta que, se utiliza secciones del Estudio de Estabilidad del SEIN 2024-2027 y del Diagnóstico Operativo 2027-2036, para con ambos concluir que, aun con la ejecución de las obras previstas, el enlace Centro-Sur no superaría 1 950 MW; Que, sostiene que consignar 2 746 MW genera un escenario sin restricciones, en donde las simulaciones no registran congestión alguna entre el Centro y el Sur, aun en condiciones hidrológicas críticas, alterando así el despacho óptimo, la distribución de pérdidas y los costos de operación que sirven de base para los precios en barra y los cargos tarifarios; Que, en base a lo expuesto, concluye que la adopción de un límite sin sustento técnico compromete los resultados tarifarios, incluidos los cálculos del Margen de Reserva Firme Objetivo y los peajes Sistema Secundario y Complementario de Transmisión, y solicita que los cuadros impugnados se reevalúen empleando los límites según la realidad operativa (1 500-1 600 MW). 2.2.2 Análisis de OsinergminQue, en relación a lo señalado sobre la operación de corto plazo, esta utiliza restricciones operativas diseñadas para garantizar la seguridad del sistema en tiempo real. Estas restricciones incluyen criterios de contingencia (N y N–1), márgenes de reserva rotante, límites térmicos y de tensión, dada las condiciones dinámicas y adaptadas a topologías especí fi cas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional; Que, en contraste, el programa de operación que se utiliza en el proceso regulatorio de la fi jación de Precios en Barra, constituye un horizonte de mediano plazo, orientada a proyectar costos marginales esperados, que incorpora obras previstas, condiciones hidrológicas estadísticas, topologías esperadas, entre otras condiciones, establecidas en al artículo 47 de la LCE; Que, por otro lado, respecto a la capacidad de las líneas de transmisión, el programa de operación considera la capacidad disponibilidad estructural, es decir, su capacidad contractual o prevista bajo condiciones normales de diseño. En consecuencia, el Precio Básico de la Energía debe responder a una representación esperada del sistema en su conjunto, más allá de restricciones temporales o puntuales propias de la operación en el corto plazo;Que, respecto, a los estudios señalados, particularmente los informes Plan Operativo de Largo Plazo e informes de estabilidad, se observa que los límites de transmisión hacia el Sur (valores entre 1 500 MW y 1 650 MW) responden a con fi guraciones particulares y medidas operativas especí fi cas; Que, asimismo, los informes técnicos del COES también evidencian que ciertos componentes del sistema, como los bancos de capacitores serie de las líneas de 500 kV Chilca–Poroma y Poroma–Ocoña, han sido inhabilitados o colocados en by-pass por riesgos de resonancia subsíncrona, lo cual reduce arti fi cialmente el límite del enlace; Que, en ese sentido, si bien los límites operativamente son válidos para el muy corto plazo, son inadecuados para extrapolarse a estudios tarifarios, cuya fi nalidad es estimar señales de precio bajo una topología de la red eléctrica esperada; Por todo lo expuesto, se corrobora que los criterios y consideraciones para la magnitud del límite de capacidad del enlace Centro–Sur, son conforme al artículo 47 de la LCE; Que, en consecuencia, este extremo del petitorio debe ser declarado infundado. 2.3 RESPECTO DE LA REFORMULACIÓN DEL VALOR PARA EL CANON DEL AGUA CONSIDERANDO EL PRECIO EN BARRA 2.3.1 Argumentos de la recurrente Que, Electroperú sostiene que Osinergmin habría considerado, como base para la valorización del canon del agua aplicable a las centrales hidroeléctricas, el Precio a Nivel Generación (“PNG”) y las tarifas en barra. A criterio de la recurrente, en virtud de los artículos 47 y 107 de la LCE y 125, 214 y 215 del RLCE, el referido canon debería calcularse sobre el precio básico de la energía fuera de punta (“PEMF”) y no sobre el PNG, en tanto que estos tienen un origen y fi nalidad distintas; Que, añade que, en virtud del Procedimiento Técnico del COES Nº 31 “Cálculo de los Costos Variables de las Unidades de Generación” aprobado mediante Resolución Nº 190-2024-OS/CD (“PR-31”), el costo unitario de energía (que incluye el canon del agua) ha sido determinado utilizando el PEMF como valor referencia. Asimismo, la recurrente indica que, la fi nalidad de atribuir un porcentaje del PEMF para fi jar el canon del agua es compatible con el de fi nido en el subsector previamente al desarrollo del gas natural de Camisea; Que, adicionalmente, la recurrente cuestiona que, en el Informe Nº 225-2025-GRT (informe de sustento de la Resolución 048) Osinergmin haya interpretado los artículos 107 de la LCE y 214 del RLCE para sustentar el uso del PNG. A criterio de Electroperú, Osinergmin estaría efectuando una interpretación que no le corresponde, pues solo le corresponde la aplicación del texto expreso de normas no derogadas ni modi fi cadas como son los artículos 47 y 107 de la LCE y 125 y 215 del RLCE; Finalmente, Electroperú plantea que la Resolución 048 debe ser declarada nula parcialmente, ya que contravendría la Constitución y las leyes, atentándose contra el principio de legalidad por contravenir entre otras disposiciones normativas, así como existiría una falta de motivación en el acto administrativo. 2.3.2 Análisis de Osinergmin Que, el uso del PNG como valor base para la determinación del canon hídrico es concordante con la normativa sectorial vigente y aplicable. Así, en el artículo 107 de la LCE se establece que los concesionarios que utilicen la energía aprovechable de las fuentes hidráulicas y geotérmicas del país, están afectas al pago de una retribución única al Estado por dicho uso. Asimismo, en dicha disposición, se dispone que las tarifas por dicha retribución no podrán ser superiores al 1% del precio promedio de energía a nivel generación, calculado de acuerdo al procedimiento que señale el RLCE; Que, a su vez en el literal a) del artículo 214 del RLCE se dispone el titular de la central generadora, efectuará